自2011年，國家統(tǒng)一全國光伏發(fā)電標桿電價體系以來，光伏發(fā)電的上網(wǎng)電價水平快速降低，從10年前的平均每千瓦時1.15元，降低至燃煤“標桿電價”水平，降幅達到60%以上。
2021年是光伏發(fā)電執(zhí)行“平價”上網(wǎng)的第一年，部分競價招標項目的上網(wǎng)電價已經(jīng)降至了每千瓦時0.15元以下，相對10年前的上網(wǎng)電價水平降幅超過80%，光伏發(fā)電技術(shù)在降低投資成本方面取得了舉世矚目的進展。
在我國電力行業(yè)努力為“雙碳”目標尋找技術(shù)組合，開拓前進路徑的當(dāng)下，很多學(xué)者總結(jié)光伏發(fā)電技術(shù)快速降低的經(jīng)驗后認為：一方面，參照光伏發(fā)電目前的成本以及下降趨勢，可以作為“對沖”“雙碳”目標帶來用戶側(cè)電價上漲的重要手段，即“可靠、清潔、經(jīng)濟”的能源不可能三角有可能被打破;另一方面光伏發(fā)電技術(shù)成本降低的路徑可以為電化學(xué)儲能成本下降路徑進行借鑒，即今天“高投入”會帶來未來“低電價”，海量的補貼既然可以推動光伏發(fā)電成本的降低，也可以推動電化學(xué)儲能技術(shù)成本的降低。
由以上兩方面的分析，最終得出結(jié)論是——“光伏+儲能”技術(shù)很可能是保證未來低電價水平實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型的利器。但是這種判斷并不盡然——如果在下一個10年，大電網(wǎng)供電模式仍是用戶主要的電能獲取方式時，光伏發(fā)電距離真正的平價還有很長的路要走。
什么是經(jīng)濟意義上的“平價”?
目前電力行業(yè)關(guān)于光伏發(fā)電平價的主流認知，是指光伏發(fā)電的上網(wǎng)電價與燃煤機組的標桿電價水平相同。這是一種簡單而非同質(zhì)(光伏發(fā)電技術(shù)并沒有火電技術(shù)響應(yīng)負荷需要的能力)的對比;同時，也是基于計劃定價模式下“成本(固定成本+變動成本)加成”方式的對比。換個角度來看，如果計劃定價能夠準確和及時發(fā)現(xiàn)價格，也就不需要建設(shè)電力現(xiàn)貨市場來發(fā)現(xiàn)價格，所以計劃定價模式下的“平價”并非真的平價。
由于電力現(xiàn)貨市場能夠直觀、及時發(fā)現(xiàn)電能的“時序價格”和“位置價格”信號，因此，經(jīng)濟意義上的“真平價”，應(yīng)當(dāng)是光伏發(fā)電項目回收投資的期望電價水平，與同時段、同地區(qū)的電力現(xiàn)貨市場價格水平一致，才能得到受到市場承認的“真平價”。
電力市場“平價”與計劃機制下“平價”的價格差距
以山東某光伏電站在2020年山東電力現(xiàn)貨市場某次試結(jié)算過程中，某天的情況為例進行示意性說明。
山東省統(tǒng)調(diào)裝機容量7266.5萬千瓦，光伏發(fā)電裝機約2600萬千瓦，其中分布式光伏發(fā)電1700萬千瓦，集中式光伏發(fā)電880萬千瓦，國家核定的光伏發(fā)電“平價”上網(wǎng)電價與煤電機組標桿電價相同，均為每千瓦時0.3949元。
山東電力現(xiàn)貨市場當(dāng)日日前市場價格曲線、全網(wǎng)負荷曲線如圖1所示，日前市場價格最高為每千瓦時0.3767元(晚上21點30分)，最低為每千瓦時0.110(中午12點30分)，最大負荷為5858萬千瓦(晚上17點45分)，最小負荷為5152萬千瓦(晚上22點45分)。(如圖1所示)
圖1 當(dāng)日全網(wǎng)負荷曲線與日前現(xiàn)貨市場價格曲線
考慮到山東電力現(xiàn)貨市場采用全電量競價的集中式市場，盡管在結(jié)算電費時，無論電力現(xiàn)貨市場價格如何，可再生能源都可以采用國家核價結(jié)算，但是在計算軟件中，當(dāng)日可再生能源出力采用全部置地板價方式參與計算、優(yōu)先出清、保證消納，所以仍然可以認為山東的邊界條件(置地板價方式)，使可再生能源都參加了山東電力現(xiàn)貨市場的價格計算，其日前市場價格真實有效。
圖2所示為山東某光伏電站，裝機容量10萬千瓦，當(dāng)日發(fā)電65.49萬千瓦時，最大出力7.6萬千瓦。如果該光伏電站不執(zhí)行國家核定電價，而是按照日前市場的分時電價計算收入，則該光伏電站日前現(xiàn)貨市場電費收入為130927元，度電的均價為0.1999元。為簡化計算認為光伏電站每千瓦銘牌容量能夠收取的容量電價為0，那么0.1999元每千瓦時的價格，就相當(dāng)于當(dāng)日現(xiàn)貨市場給出的光伏發(fā)電的真實“平價”價格。
圖2 某光伏電站出力曲線與對應(yīng)日前現(xiàn)貨價格曲線圖
市場電價與計劃電價差異背后的主要原因
造成近0.2元/千瓦時巨大差距的主要原因，是光伏發(fā)電出力不為0的時刻市場價格明顯偏低，電力市場全天價格低于0.2元/千瓦時的時段在上午8點30分到下午14點30分，完美覆蓋了光伏發(fā)電的主要出力時間，市場價格曲線最低谷恰好與光伏發(fā)電最大出力時段重合。因此，盡管當(dāng)日山東日前市場的均價是0.268元/千瓦時，但是光伏發(fā)電能夠獲得的價格遠遠低于市場均價。
不過電力現(xiàn)貨市場的價格是波動的，在供應(yīng)偏緊的時候電力市場出現(xiàn)高價，并不意味著該光伏電站可能獲得更高收益。當(dāng)光伏發(fā)電出力占系統(tǒng)最大功率的一定比例時，光伏發(fā)電的時刻一般是當(dāng)天市場價格的低價時段，這在很多電力市場中得到證明，著名的“加州鴨子曲線”就是典型證據(jù)。
產(chǎn)生這種現(xiàn)象的根本原因是，在光伏占比高的發(fā)電系統(tǒng)中，當(dāng)光伏大發(fā)時，系統(tǒng)供應(yīng)能力的增長超過了負荷需求的增長，現(xiàn)貨市場供需平衡被打破，現(xiàn)貨價格大幅降低。
由于光伏大發(fā)時段的現(xiàn)貨市場價格走低，導(dǎo)致光伏發(fā)電收益下降，使光伏發(fā)電進入了一個近乎與“惡性循環(huán)”的階段，即組件成本越低，發(fā)展越快、總量越大，則光伏發(fā)電時段電價變低、低價時段變長，光伏發(fā)電收益變差，這種狀態(tài)被稱為光伏發(fā)電技術(shù)的“自食效應(yīng)”。
在“自食效應(yīng)”作用不斷發(fā)力的未來，山東例子中的低電價很可能并不是光伏發(fā)電電價的谷底，而是處在價格的偏高點。世界范圍內(nèi)，在很多電力市場中光伏大發(fā)時段已經(jīng)頻繁出現(xiàn)了負價(即光伏發(fā)電在這個時間點上對系統(tǒng)連續(xù)可靠供電的經(jīng)濟性是明顯的“負增量”)，而市場高價時段往往出現(xiàn)在光伏發(fā)電出力為0的時段。
有觀點可能認為，該算例僅僅使用了電力現(xiàn)貨價格，而大部分現(xiàn)貨電量被中長期交易覆蓋，中長期交易的價格相對現(xiàn)貨較高，僅考慮現(xiàn)貨價格無法說明問題。盡管目前各個現(xiàn)貨試點的真實情況確實如此，但一個運行正常的電力市場，電力現(xiàn)貨價格與電力中長期價格是耦合趨近的，因此，采用電力現(xiàn)貨價格在一定程度上足以說明“真平價”問題的本質(zhì)。
成本快速降低的光伏發(fā)電會推高電價?
光伏投資成本的快速下降是公認的事實，且如果僅看投資成本，確實有可能抵消部分“雙碳”目標下系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的潛在成本，但就此斷言“可靠、清潔、經(jīng)濟”的能源不可能三角就此達成平衡，還為時尚早。
事實上，在依靠電網(wǎng)方式消納新能源的過程中，光伏發(fā)電的成本由固定成本(投資成本)、變動成本和系統(tǒng)消納成本三項構(gòu)成。光伏發(fā)電的變動成本近似為0，固定成本不斷下降，真正上漲的是系統(tǒng)消納成本。
仍然以前述山東光伏電站數(shù)據(jù)為例，按照不依靠火電機組調(diào)節(jié)，僅通過電化學(xué)儲能提供消納服務(wù)，按照目前的技術(shù)水平，可以推算出極端情況下的系統(tǒng)消納成本。
首先將光伏發(fā)電量按照全系統(tǒng)負荷曲線形狀進行折算，計算光伏發(fā)電自行滿足用戶需求的出力曲線。假定光伏發(fā)電項目服務(wù)的用戶曲線形狀與全網(wǎng)系統(tǒng)負荷曲線形狀相同，光伏電站通過配置電化學(xué)儲能系統(tǒng)實現(xiàn)出力曲線與用戶曲線形狀相同，這樣該光伏電站完全不再需要其他機組提供消納服務(wù)(如圖3所示)。
圖3 某光伏電站出力曲線由儲能系統(tǒng)折算為負荷曲線形狀
其次，配置電化學(xué)儲能系統(tǒng)完成出力曲線形狀改善。從圖3中可以看到要按照最大存儲需要或者最大放電需要中的大者配置逆變器功率，當(dāng)天該電站最大功率是7.6萬千瓦、最小功率是0萬千瓦的情況下，最大放電功率需要2.88萬千瓦，最大充電功率4.99萬千瓦，因此，為實現(xiàn)該電站全額消納，并且自身的調(diào)節(jié)能力足夠滿足全系統(tǒng)負荷曲線形狀，則需要配置4.99萬千瓦的逆變器。
從電芯存儲能力來看，假定當(dāng)天5點15分-19點整光伏電站出力時段中，超越對應(yīng)時段全網(wǎng)負荷曲線形狀的全部電量(A+B部分)，能分別用于0點整到5點15分(A部分)和19點整到24點(B部分)的兩段時間放電(實際上0點整到5點15分的放電電量需要來自前一天，但這會升高系統(tǒng)消納成本，此處做簡化計算)，那么需要存儲33.8萬千瓦時電量，電芯的存儲能力至少要達到這個標準。
按照逆變器的容量和電芯的存儲能力，該電站需要4.99萬千瓦充放電功率6.8小時存儲系統(tǒng)，該系統(tǒng)(按10年壽命設(shè)計)按照每千瓦時EPC造價1100元的標準，需要初期投資3.72億元，目前光伏電站每千瓦4000元的價格，光伏電站自身投資成本需要4億元，加上儲能系統(tǒng)初期總造價為7.72億元。考慮光伏電站理論壽命能達到25年，儲能系統(tǒng)的壽命低于10年，該光伏電站全壽命周期相當(dāng)于需要2.5個儲能系統(tǒng)，造價還會大幅提高(儲能系統(tǒng)需要持續(xù)投資)。
加裝了該儲能系統(tǒng)后，該光伏電站的結(jié)算均價就能夠達到0.268元每千瓦時以上了，由此，每度電的電價提高了7分錢左右，總?cè)諣I收達到17.6萬。盡管營收增加了，但是該電站的收益卻降低了。因為，儲能系統(tǒng)的投資也要計算日回報。
按照8%的年化投資收益率計算，該儲能系統(tǒng)當(dāng)日需要回收15-16萬元，顯然是完全不可行的，因此必須大幅提高電價，否則儲能系統(tǒng)基本上把光伏發(fā)電的營業(yè)額“吃光”，更談不上盈利了。況且，每日的市場電價、負荷情況和光伏發(fā)電出力情況，并非是儲能系統(tǒng)性能要求的極端情況。
所以說，該算例是個示意性的理想算例，當(dāng)然一切數(shù)據(jù)來自于眼下技術(shù)水平各種設(shè)備性價比的“摸高”數(shù)據(jù)，如果儲能系統(tǒng)的技術(shù)取得革命性的突破，如“鐵-空氣”電池在現(xiàn)實中應(yīng)用成功，計算結(jié)果會發(fā)生很大改變。
如何推動光伏發(fā)電健康發(fā)展?
從以上的算例不難看出，為完成“雙碳”目標，在電價水平上升幅度有限的約束之下，必須抑制可再生能源的系統(tǒng)消納成本過快上漲。因此推動包括光伏發(fā)電在內(nèi)的可再生發(fā)電技術(shù)發(fā)展，需要做好以下三方面工作：
一是加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)。我國雖然可再生能源的體量很大、發(fā)展速度很快，但是全國平均擁有量距離歐盟28國尚有不小的距離，歐盟28國目前不但沒有對電力現(xiàn)貨市場機制提出異議，反而認為現(xiàn)有的電力現(xiàn)貨市場機制仍在非常有效的促進“碳中和”的相關(guān)工作。
從歐盟的市場經(jīng)驗分析來看，電力現(xiàn)貨市場機制通過競爭，一方面可以充分調(diào)動全系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力，解決“各種靈活性技術(shù)先調(diào)度誰、同一種靈活技術(shù)先調(diào)度哪個主體”的問題，電力現(xiàn)貨市場成了“碳中和”必備的“軟實力、軟制度”，另一方面可以量化識別光伏等可再生能源的消納成本，選擇性價比最高的調(diào)節(jié)技術(shù)和調(diào)節(jié)主體，有效抑制碳中和帶來的電價上漲速度。因此，欲推動光伏發(fā)電技術(shù)健康發(fā)展，多快好省的實現(xiàn)“雙碳”目標，避免“雙碳”推進脫離實際而運動化，電力現(xiàn)貨市場機制建設(shè)不可或缺。
二是完善光伏等可再生發(fā)電技術(shù)場外“類補貼”制度。電力現(xiàn)貨市場是一次分配，強調(diào)的是效率;電力系統(tǒng)需要的是連續(xù)可靠穩(wěn)定供電，違反系統(tǒng)屬性的光伏等新能源必然在現(xiàn)貨市場里受到“損失”，這是市場規(guī)律的必然。
但是，“雙碳”目標也需要可再生能源快速發(fā)展，因此有必要通過建設(shè)用戶側(cè)“配額+考核”制度，確保可再生能源的發(fā)展環(huán)境。一方面，建設(shè)配額制度的同時建立相應(yīng)的考核制度，目前可再生能源消納責(zé)任制度空轉(zhuǎn)的很大原因，是沒有建立對未完成消納責(zé)任的用戶考核制度，這個考核的標準應(yīng)當(dāng)適當(dāng)高于電力現(xiàn)貨市場中可再生能源和其他可控電源度電價格之差(即用戶可以購買便宜的傳統(tǒng)電源電量，但是要支付一定的考核費用)，通過場外手段彌補電力市場作為效率倍增器無法兼顧清潔能源收益的問題。
另一方面，只有在用戶側(cè)建立考核制度，才能把“雙碳”的責(zé)任落實到實處，才能保證“雙碳”所需的資金不會變成“無源之水、無本之木”。只有當(dāng)用戶側(cè)感受到了“雙碳”帶來的成本，才能動員更多的用戶制止“雙碳”目標運動化帶來的不經(jīng)濟投資。
需要注意的是，這個制度應(yīng)當(dāng)是一個高效的“類補貼”制度，而并非新的補貼制度，并且必須是和電力現(xiàn)貨市場強耦合的“配套制度”——即電力市場采用技術(shù)中立原則設(shè)計，不考慮對可再生能源的照顧。
三是持續(xù)加大儲能技術(shù)研究投入而非補貼具體項目。電化學(xué)儲能是新型電力系統(tǒng)的重要選項，既要發(fā)展不可控的可再生能源，又要依靠高可靠性的電網(wǎng)消納可再生能源，適當(dāng)?shù)碾娔芑驘崮艽鎯δ芰κ潜厝坏倪x擇。
從山東算例來看，電化學(xué)儲能提供調(diào)節(jié)能力的成本遠遠高于傳統(tǒng)機組通過電網(wǎng)提供調(diào)節(jié)能力的成本，尚不具備成為可再生能源消納依靠力量的經(jīng)濟條件。目前，電化學(xué)儲能仍未確定主要的發(fā)展方向，鈉離子電池、鐵空氣電池等多種技術(shù)仍在不斷推陳出新，10-20種電化學(xué)儲能技術(shù)出現(xiàn)了爭奇斗艷、短期領(lǐng)先的現(xiàn)象，這是處于技術(shù)發(fā)展過程中技術(shù)磨損期的典型特征。
當(dāng)下，必須要增強發(fā)展儲能技術(shù)的恒心和耐心，既要態(tài)度積極，又要不急于確定主流技術(shù)。不搞運動化“雙碳”，就不能搞運動化的“電化學(xué)儲能發(fā)展”。工作的重心應(yīng)當(dāng)是加大儲能技術(shù)相關(guān)的基礎(chǔ)科學(xué)研究和專利儲備，將培育基礎(chǔ)技術(shù)和培育商業(yè)模式作為現(xiàn)階段的工作重點，而非把財政、稅收和金融政策過早投入規(guī)�；木唧w項目。
四是繼續(xù)發(fā)展靈活、經(jīng)濟的傳統(tǒng)機組作為配套電源。從國際上發(fā)展可再生能源的經(jīng)驗來看，保證清潔化的同時，低成本的保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定同樣重要，因此，最大負荷4.5億千瓦的歐盟28國，保留了4.86億千瓦的核電和火電。
因此，在發(fā)展光伏等可再生能源的同時，要認識到“減碳(煤)與減煤機容量”沒有絕對的數(shù)量關(guān)系，要加快減少發(fā)電用煤總量，但應(yīng)配合可再生能源的發(fā)展，配置相應(yīng)以提供“容量備用”為主的煤電機組。必須要指出的是，當(dāng)前還需要轉(zhuǎn)變長期以來煤電項目發(fā)展追求高參數(shù)、低煤耗的技術(shù)路線，未來提供“容量備用”為主的煤機，需要具備的是超低負荷穩(wěn)燃、快速啟停及爬坡和低成本長期停機三大技術(shù)特征，這應(yīng)當(dāng)作為未來一段時間發(fā)展煤機的主要技術(shù)要求。
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